- Le chiffre d'affaires de
7,7 milliards USD du quatrième trimestre a reculé de 9 %
en séquentiel
- Le BPA de 0,65 USD au quatrième
trimestre, hors charges et crédits, a reculé de 17 % en
séquentiel
- Au quatrième trimestre, les frais de
restructuration et les provisions pour dépréciation ont atteint un
total de 1,46 USD par action
- Le flux de trésorerie disponible
de 5 milliards USD sur l'exercice complet a
représenté 114 % des bénéfices
- Le nouveau programme de rachat
d'actions de 10 milliards USD a été approuvé
- Le dividende trimestriel en espèces de
0,50 USD par action a été approuvé
21 Janvier, 2016--Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a
publié aujourd'hui ses résultats pour l’exercice complet 2015
et pour le quatrième trimestre 2015. Les résultats annuels
sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Résultats de l’exercice complet
(en millions USD, sauf montants par action)
Douze mois
clos au Variation
31 déc.2015
31 déc. 2014
En glissement annuel Chiffre
d'affaires
$ 35 475 $ 48 580
- 27 % Bénéfice d’exploitation avant impôts
6 510 10 576
- 38 % Bénéfice
issu des activités poursuivies, hors charges et crédits*
4 290 7 282
- 41 % BPA dilué
issu des activités poursuivies, hors charges et crédits*
$
3,37 $ 5,57
- 39 % Marge d’exploitation
avant impôts
18,4 % 21,8 %
- 342 pdb
Chiffre d'affaires Amérique du Nord
$
9 811 $ 16 151
- 39 % Bénéfice
d’exploitation avant impôts Amérique du Nord
999 3 057
- 67 % Marge d'exploitation avant impôts
Amérique du Nord
10,2 % 18,9 %
- 874 pdb Chiffre d’affaires International
$ 25 196 $ 32 089
- 21 %
Bénéfice d’exploitation International avant impôts
5 955 7 677
- 22 % Marge
d’exploitation International avant impôts
23,6 % 23,9
%
- 29 pdb
*Le bénéfice issu des activités poursuivies, charges et crédits
compris, s’est élevé à 2,072 milliards USD en 2015
et à 5,643 milliards USD en 2014. Le BPA dilué issu
des activités poursuivies, charges et crédits compris, s’est élevé
à 1,63 USD en 2015 et à 4,31 USD en 2014. Voir
la section intitulée « Charges et Crédits » pour plus de
détails.
Paal Kibsgaard, Président-directeur général de Schlumberger a
déclaré : « Le chiffre d'affaires pour l'exercice
complet 2015 de 35,5 milliards USD a reculé
de 27 % en glissement annuel, en phase avec les
réductions des dépenses en capital dans l’upstream, qui se sont
traduites par des niveaux d'investissement considérablement réduits
dans l'activité Exploration et Production. Le chiffre d'affaires
Amérique du Nord a reculé de 39 %, l'activité à terre
chutant de 45 % et l'activité en mer baissant
de 17 %. Le recul de l'activité à terre a été le plus
fort observé depuis 1986, tandis que les dépenses en capital
par les clients nord-américains ont reculé de plus
de 40 %. Le nombre d'appareils de forage en fin d'année
dans la partie terrestre des États-Unis étant de 68 %
inférieur au niveau le plus haut de 2014, avec moins
de 700 appareils de forage, la surcapacité notoire sur le
marché des services à terre n'offre aucun signe de remontée des
prix sur le court et le moyen terme.
« Le chiffres d'affaires de l'exercice complet pour les
Zones Internationales a reculé de 21 % en raison de
réductions budgétaires des clients de plus de 20 %, les
compagnies pétrolières nationales et internationales ayant réagi au
prix plus faibles des du pétrole et du gaz. Cet effet a été
exacerbé par les concessions tarifaires des sociétés de services.
Plus d'un tiers du recul du chiffre d'affaires s'explique par la
chute de certaines devises par rapport au dollar américain. La
performance au sein des Zones géographiques a été gouvernée par une
baisse de 26 % en Europe/CEI et Afrique, principalement
en raison de la faiblesse du rouble russe. Les activités
d'exploration aux Royaume-Uni et en Norvège ont chuté suite à un
ralentissement des dépenses des clients. En Afrique sub-saharienne,
les appareils de forage en mer ont été démobilisés en raison de la
diminution du travail d'exploration et en Afrique du Nord, le
travail a progressé lentement, en partie parce que l'activité en
Libye est restée timide à cause d'opérations limitées à terre pour
des raisons de sécurité. Le chiffre d'affaires dans la Zone
Amérique latine a reculé de 22 % en raison d'une activité
considérablement diminuée au Mexique, au Brésil et en Colombie,
résultat de réductions budgétaires soutenues entraînant des
réductions dans le nombre d'appareils de forage. La dévaluation du
bolivar vénézuélien a eu un impact sur le chiffre d'affaires du
marché géographique Venezuela, Trinidad-et-Tobago. Dans la Zone
Moyen-Orient et Asie, le chiffre d'affaires de l'exercice complet a
reculé de 17 % en raison d'une chute considérable de
l'activité dans la région Asie-Pacifique, en particulier en
Australie. Ce recul a néanmoins été partiellement contrebalancé par
une solide activité dans les pays du Conseil de coopération du
Golfe au Moyen-Orient, en particulier en Arabie Saoudite, au Koweït
et à Oman, même si cet effet a été contrebalancé par des
concessions tarifaires. L'activité en Iraq a continué à
décliner.
« Le bénéfice d’exploitation avant impôts de Schlumberger
pour l'exercice complet a reculé de 38 %, avec une marge
d’exploitation avant impôts baissant de 342 points de base et
passant à 18,4 %. La marge pour l'Amérique du Nord a baissé
de 874 points de base, passant à 10,2 %, en
réponse à une baisse de l'activité de pompage à haute pression et à
la faiblesse des prix à terre. La marge International est restée
essentiellement la même qu'en 2014 à 23,6 %, malgré le
recul du chiffre d'affaires dû à des concessions tarifaires et à un
changement d'orientation de plus en plus défavorable dans la
composition du chiffre d'affaires, de l'exploration en mer au
développement. Tandis que les chiffres d'affaires dans les Zones
Amérique du Nord et Internationales ont respectivement reculé de 39
% et 21 %, les marges d'exploitation décrémentielles ont
été limitées à 32 % en Amérique du Nord et à 25 % sur le
plan international. Ces chiffres sont sensiblement meilleurs que
ceux que nous avions produits pendant la crise de 2009.
« La solidité de ces résultats montre la résilience de
notre portefeuille d'activités face aux défis de l'année 2015
en matière d'activité, de prix et de devises étrangères. Notre
performance a été générée par l'excellence de l'exécution, par la
gestion rapide et proactive des coûts et des ressources et par
l'impact croissant de notre programme de transformation.
Résultats du quatrième
trimestre
(en millions USD, sauf montants par action)
Trois mois clos le Variation
31 déc.2015
30 septembre2015
31 déc. 2014
Séquentiel En glissement annuel Chiffre
d'affaires
$ 7 744 $ 8 472 $ 12 641
- 9 % - 39 % Bénéfice
d’exploitation avant impôts
1 288 1 521 2 781
- 15 % - 54 % Bénéfice issu
des activités poursuivies, hors charges et crédits*
819 989
1 941
- 17 % - 58 % BPA
dilué issu des activités poursuivies, hors charges et crédits*
$ 0,65 $ 0,78 $ 1,50
- 17 %
- 57 % Marge d’exploitation avant impôts
16,6 % 18,0 % 22,0 %
- 132 pdb
- 537 pdb Chiffre d'affaires Amérique du
Nord
$ 1 955 $ 2 273 $ 4 324
- 14 % - 55 % Bénéfice
d’exploitation avant impôts Amérique du Nord
139 202 849
- 31 % - 84 % Marge
d'exploitation avant impôts Amérique du Nord
7,1 %
8,9 % 19,6 %
- 175 pdb
- 1 250 pdb Chiffre d’affaires
International
$ 5 714 $ 6 068 $ 8 210
- 6 % - 30 % Bénéfice
d’exploitation International avant impôts
1 259
1 440 1 990
- 13 % - 37
% Marge d’exploitation International avant impôts
22,0 % 23,7 % 24,2 %
- 170 pdb
- 220 pdb
*La perte issue des activités poursuivies, charges et crédits
compris, était de 1,016 milliard USD au quatrième
trimestre 2015. *Le bénéfice issu des activités poursuivies,
charges et crédits compris, était de 302 millions USD au
quatrième trimestre 2014. *La perte par action issue des
activités poursuivies, charges et crédits compris, a été de
0,81 USD au quatrième trimestre 2015. Le BPA issu des
activités poursuivies, charges et crédits compris, s'élevait à
0,23 USD au quatrième trimestre 2014. Aucune charge ni
aucun crédit n’ont été enregistrés au cours du troisième
trimestre 2015. Voir la section intitulée « Charges et
Crédits » pour plus de détails.
« Le chiffre d'affaires du quatrième trimestre a reculé
de 9 % en séquentiel, en raison du déclin continu de
l'activité des appareils de forage et de la pression persistante
sur les prix dans toutes nos opérations mondiales, lesquelles ont
également souffert d'interruptions d'activité ainsi que de retards
et d'annulations de projets. Le chiffre d'affaires Amérique du Nord
a chuté de 14 % en séquentiel, tandis que le nombre
d'appareils de forage dans la partie terrestre des États-Unis a
reculé de 15 % et que les budgets E&P (Exploration et
Production) des clients ont connu un épuisement. Le chiffre
d'affaires International a reculé de 6 % en raison de la
combinaison de réductions budgétaires des clients, du début du
ralentissement saisonnier hivernal, de la pression persistante sur
les prix et des ventes de produits, logiciels et licences sismiques
multiclients qui se sont dans l'ensemble montrées timides en fin
d'année.
« Parmi tous les segments commerciaux, le chiffre
d'affaires du Groupe Production a reculé de 10 % en
raison d'une baisse des services de pompage à haute pression en
Amérique du Nord. Les chiffres d'affaires de Caractérisation des
Réservoirs et du Groupe Forage ont respectivement reculé en
séquentiel de 7 et 8 %, en raison d'une demande plus
faible en produits et services liés à l'exploration dans les Zones
Internationales, les budgets des clients ayant connu un épuisement.
Ces effets ont été amplifiés par l'absence quasi totale de ventes
de produits, logiciels et licences sismiques multiclients en fin
d'année, lesquelles avaient habituellement contrebalancé les
ralentissements saisonniers hivernaux lors des années
précédentes.
« Les attitudes négatives des marchés se sont intensifiées
au quatrième trimestre, avec la poursuite de la surproduction
pétrolière et l'extension de la tendance baissière dans les stocks
mondiaux. Cela a engendré une chute plus prononcée des prix du
pétrole, qui ont atteint leur niveau le plus bas depuis 12 ans
en janvier 2016. L'aggravation des conditions du marché a
ajouté davantage de pression à une crise financière grandissante
dans le secteur E&P et a poussé les clients à réaliser d'autres
réductions sur des niveaux d'investissements E&P déjà
extrêmement faibles. Les budgets des clients ont également connu un
épuisement en début de trimestre, générant des annulations non
programmées et soudaines d'activité.
« Prévoyant une poursuite de la faiblesse de l'activité
pour la première moitié de 2016, nous avons réalisé un autre
ajustement important à notre base de coûts et de ressources au
cours du quatrième trimestre. Il s'agit d'une réduction
supplémentaire de notre effectif de 10 000 employés,
ainsi que d'une plus grande rationalisation de nos frais, de notre
infrastructure et de notre base d'actifs. Ceci nous a poussé à
reconnaître au quatrième trimestre 530 millions USD de
frais de restructuration avant impôts pour l'expansion du programme
incitatif de congés volontaires et pour la réduction de notre
effectif, ainsi qu'une charge pour dépréciation essentiellement
hors caisse avant impôts de 1,6 milliard USD pour
immobilisations corporelles, dépréciations des stocks, fermetures
d'usines, résiliations de contrats et autres dépréciations des
actifs.
« En dépit d'une conjoncture économique difficile, nous
avons généré environ 5 milliards USD en flux de trésorerie
disponible en 2015, après avoir pris en compte des dépenses en
capital de 2,4 milliards USD et des investissements de
1,4 milliard USD dans de futurs flux de recettes. Nous avons
remboursé 4,6 milliards USD en espèces à nos actionnaires, à
travers 2,4 milliards USD en versements de dividendes et
2,2 milliards USD en rachats d'actions. Nous avons également
dépensé près de 500 millions USD en acquisitions de
technologie, tout en augmentant notre dette nette de seulement
160 millions USD. Notre capacité à générer des liquidités
dans ce contexte a été sans précédent dans le secteur des services
de champs pétroliers et nous a donné une opportunité en or de
capitaliser sur une série d'opportunités d'affaires
importantes.
« Au fur et à mesure que la transaction Cameron en cours
progresse, les projets d'intégration de préclôture sont
pratiquement terminés et nous seront prêts à clôturer la
transaction une fois que toutes les autorisations réglementaires
auront été reçues. Cela devrait se produire au premier
trimestre 2016 et nous avons déjà reçu les approbations des
organismes de règlementation aux États-Unis, au Canada, au Brésil
et en Russie. De plus, les actionnaires de Cameron ont voté pour
adopter l'accord de fusion et nous avons obtenu le financement
nécessaire pour notre filiale américaine qui procédera à
l'acquisition. Le fait que l'accord porte essentiellement sur des
actions, avec 78 % en actions et 22 % en liquidités, nous
a largement prémunis contre l'instabilité du marché.
« Dans cet environnement incertain, nous continuons de
mettre l'accent sur ce que nous sommes en mesure de contrôler. Tout
au long de l'année, nous avons pris un certain nombre de mesures
visant à rationaliser et à redimensionner notre entreprise, tandis
que nous continuions à faire face à la récession. En poursuivant
sur la voie de l'accélération des bénéfices du programme de
transformation, à la fois dans nos Technologies et sur nos Marchés
Géographiques en 2016, nous sommes convaincus que notre
société sortira renforcée face à ses pairs et à ses concurrents
industriels, après le redressement des prix du pétrole et
l'amélioration des conditions du marché dans notre secteur.
« Nous restons constructifs dans notre vision du marché à
moyen terme et continuons à penser que l'équilibre sous-jacent de
l'offre et de la demande se resserrera, poussé par la croissance de
la demande, en affaiblissant l'offre tandis que les réductions des
investissements E&P prennent effet, et par la taille de l'enjeu
de remplacement de l'offre annuelle. »
Autres événements
Au cours du trimestre, Schlumberger a
racheté 5,4 millions de ses actions ordinaires à un prix
moyen par action de 73,86 USD, pour un prix d'achat total
de 398 millions USD.
Le 19 octobre 2015, Schlumberger et Energy Recovery,
Inc. ont signé un contrat technologique portant sur 15 ans,
dans le but de fournir à Schlumberger des droits exclusifs sur le
système de pompage hydraulique VorTeq™ d'Energy Recovery.
Le 9 novembre 2015, Schlumberger et Ikon Science ont
annoncé un accord pour continuer de développer la capacité
quantitative d'interprétation sismique sur la plateforme logicielle
E&P Petrel*.
Le 16 novembre 2015, Schlumberger a annoncé
l'acquisition de Fluid Inclusion Technologies, Inc., une société de
services pétroliers et gaziers basée aux États-Unis et spécialisée
dans les analyses de laboratoire des fluides piégés dans la matière
rocheuse et dans les analyses poussées des gaz de puits de
forage.
Le 17 novembre 2015, Schlumberger a reçu une
approbation inconditionnelle de la part du ministère américain de
la Justice concernant la fusion proposée entre une filiale en
propriété exclusive de Schlumberger Limited et Cameron
International Corporation (Cameron). En décembre 2015, les
autorisations inconditionnelles ont également été reçues de la part
des autorités antitrust au Brésil, au Canada et en Russie. Les
actionnaires de Cameron ont approuvé à une immense majorité
l'accord de fusion lors d'une réunion spéciale le
17 décembre 2015, et la clôture de la fusion proposée est
désormais soumise à acceptation de la part de la Commission
européenne et de certaines autres juridictions et à la satisfaction
ou à la renonciation à d'autres conditions de clôture d'usage.
Le 10 décembre 2015, Schlumberger Holdings
Corporation, une filiale américaine indirecte en propriété
exclusive de Schlumberger Limited, a émis cinq tranches de billets
de premier rang totalisant 6 milliards USD. Ces billets
offrent un taux d'intérêt moyen pondéré d'environ 3,15 % et
leurs échéances vont de 2017 à 2025. Les produits nets
seront utilisés pour les affaires générales de la société,
notamment pour le financement d'une partie de l'acquisition en
attente de Cameron.
Le 21 janvier 2016, le Conseil d'administration a approuvé
le dividende trimestriel en espèces de 0,50 USD par action
ordinaire en circulation, à commencer par le dividende payable le
8 avril 2016 aux actionnaires inscrits à la date du
17 février 2016. De plus et étant donné que le programme
actuel de rachat d'actions de 10 milliards USD de la société,
qui a débuté au troisième trimestre 2013, est sur le point de
prendre fin, le Conseil d'administration a également approuvé un
nouveau programme de rachat d'actions de 10 milliards USD.
Amérique du Nord
Le chiffre d'affaires du quatrième trimestre pour l'Amérique du
Nord s'élevant à 2,0 milliards USD a reculé de 14 % en
séquentiel, reflétant pour l'essentiel le déclin de 15 % du
nombre d'appareils de forage dans la partie terrestre des
États-Unis, tandis que les flux de trésorerie des clients ont
diminué et que les budgets E&P ont connu un épuisement. Le
chiffre d'affaires à terre a chuté de 18 % suite à une
activité plus faible et à une pression persistante sur les prix,
tandis que le chiffre d'affaires en mer a reculé de 4 %.
La montée habituelle des ventes de licences sismiques multiclients
de fin d'année a été généralement timide par rapport aux années
précédentes.
La marge d’exploitation avant impôts de la région Amérique du
Nord a reculé de 175 points de base (pdb) en séquentiel,
passant à 7 %, en conséquence de la pression exercée sur les
prix qui a affecté tous les services et produits. Plus
spécifiquement sur le marché du pompage à haute pression, les
niveaux peu viables des prix du secteur ont entraîné un plus grand
entreposage du matériel de pompage et la libération d'équipes. Dans
certains bassins cependant, le déploiement du parc de fracturation
hydraulique a été maintenu, en quête d'opportunités de part de
marché et de nouvelles technologies.
Malgré un déclin du chiffre d'affaires en séquentiel de
14 %, la marge d'exploitation décrémentielle n'a été que
de 20 %. La force de cette performance a été étayée par
une gestion rapide des coûts et des ressources, par des processus
efficaces de la chaîne logistique et par une gestion solide des
opérations.
Au cours du quatrième trimestre, les services intégrés et les
nouvelles technologies de Schlumberger ont permis d'augmenter la
production et l'efficacité opérationnelle en Amérique du Nord.
Dans la partie terrestre des États-Unis, les services de
complétion de réservoirs non traditionnels Well Services BroadBand*
ont été déployés dans 14 % de puits en plus et dans 52 %
étapes en plus par rapport à 2014. La technologie BroadBand
optimise la couverture du puits et le contact avec le réservoir,
afin d'augmenter la production et la récupération en stimulant et
en gardant chaque fracture ouverte de la pointe jusqu'au puits. Les
bassins Eagle Ford et Permian ont enregistré la plus forte activité
en 2015, tandis que l'activité totale couvrait six bassins et
32 exploitants.
Dans le sud du Texas, une combinaison des technologies
Schlumberger a permis à Lonestar Resources Ltd. d'optimiser la
production sur un groupe de puits horizontaux de la zone de schiste
Eagle Ford. Le logiciel de conception de stimulation axée sur le
réservoir Mangrove* de Services sur Puits, a permis d'améliorer le
modèle de fracturation hydraulique, en utilisant des mesures des
propriétés géologiques acquises par les services de diagraphie
Wireline ThruBit*. En conséquence, grâce au modèle de fracturation
optimisé, les taux de production à 30 jours sur les puits
terminés ont augmenté de 78 % par rapport aux puits de
limite sur le même champ.
Également dans la partie terrestre des États-Unis, le système
motorisé rotatif orientable PowerDrive Orbit vorteX* de Forage et
Mesures a remporté une série de succès dans les bassins Midland et
Anadarko. Dans la formation Wolfcamp du bassin Midland, cette
technologie a établi un taux de pénétration (« rate of
penetration » ou ROP) record en forant une moyenne de
245 pieds par heure pour atteindre un total de plus de
7 100 pieds en 29 heures au fond. Au sein de la même
formation, le système PowerDrive Orbit vorteX a foré à un ROP moyen
de 203 pieds par heure, à une profondeur totale de
12 600 pieds en un temps record de quatre jours. Forage
et Mesures a également déployé pour la première fois la technologie
PowerDrive vorteX dans la formation schisteuse Woodford du bassin
Anadarko, afin d'augmenter le ROP de 120 % par rapport à la
précédente moyenne de puits de la zone, la profondeur verticale
totale d'un puits latéral de 14 960 pieds étant le
passage le plus long de toutes les tailles de puits de forage dans
la formation schisteuse de Woodford de la province pétrolière du
centre-sud de l'Oklahoma.
Ailleurs dans la partie terrestre des États-Unis, M-I SWACO a
déployé la technologie SCREEN PULSE* séparatrice de fluides et de
déblais de forage, afin d'améliorer la performance du processus de
contrôle des solides, d'optimiser la récupération du fluide de
forage réutilisable de qualité supérieure et de réduire les déchets
de déblais de forage générés. Le maintien du fluide de forage dans
un état optimal améliore l'efficacité du forage et réduit les coûts
de traitement et d'élimination des déchets, tout en améliorant la
performance de sécurité sur le site du puits. Depuis son lancement
en mai 2015, la technologie SCREEN PULSE a prouvé sa
performance avec une réduction des taux de rejet de fluide pouvant
aller jusqu'à 50 % et avec une réduction des niveaux
d'hydrocarbure dans les déblais de forage d'environ 35 %
sur les opérations dans les bassins schisteux Woodford, Eagle Ford,
Haynesville et Permian.
Dans la partie Atlantique du Canada, Schlumberger a finalisé la
première année d'un contrat de services intégrés pour le compte de
Statoil, Inc. au large de Terre-Neuve. L'exploration et
l'évaluation du bassin Flemish Pass ont fait appel à une
combinaison des technologies Schlumberger qui ont amélioré
l'efficacité du forage, assuré l'intégrité du puits et optimisé le
placement d'un puits dans une profondeur d'eau de
2 829 m. Le système orientable rotatif endurci PowerDrive
Xceed*, l'alésoir à extension hydraulique Rhino XS* et l'élément de
diamant conique Stinger* ont permis un forage stable et précis à la
profondeur ciblée. Le service de géologie de réservoir
photoréaliste Quanta Geo*, le service de spectroscopie haute
définition LithoScanner* et la plateforme de balayage acoustique
Sonic Scanner* ont caractérisé les formations complexes et réduit
le risque sous-surfacique. Déployée au cours d'une descente unique,
cette combinaison de technologies a permis au client d'économiser
du temps de forage et Statoil a répertorié plusieurs sections à
trous parmi leurs meilleures performances de forage dans le
monde.
Dans un autre projet en mer dans la partie Atlantique du Canada,
Wireline a déployé une combinaison de technologies pour Statoil,
Inc. dans l'évaluation des formations et la caractérisation des
réservoirs du puits en eau profonde de Bay du Nord. La technologie
Wireline comprenait le service d'induction triaxiale Scanner*, le
service de géologie de réservoir photoréaliste Quanta Geo et la
plateforme de balayage acoustique Sonic Scanner, afin de réduire le
risque sous-surfacique et de caractériser les formations complexes.
Au résultat, grâce au passage efficace du câble de forage, le
client a pu économiser sur le temps de forage.
Zones Internationales
Le chiffre d'affaires des Zones Internationales s'élevant
à 5,7 milliards USD a reculé de 6 % sous l'effet
combiné de réductions budgétaires des clients, du début du
ralentissement saisonnier hivernal, de la pression persistante sur
les prix, de la faiblesse des devises et des ventes de produits,
logiciels et licences sismiques multiclients qui se sont dans
l'ensemble montrées timides en fin d'année.
Le chiffre d'affaires de 2,2 milliards USD de la
Zone Moyen-Orient et Asie a reculé de 5 % en
séquentiel, principalement à cause d'une baisse de l'activité en
Australie et dans la région Asie-Pacifique, suite à des réductions
budgétaires des clients et à la finalisation de projets. Le chiffre
d'affaires des Marchés Géographiques du Moyen-Orient a lui aussi
baissé, la forte activité au Koweït et en Iraq ayant été plus que
contrebalancée par des réductions dans le reste de la région, en
raison des effets des concessions tarifaires sur les services,
d'annulations de projets, de démarrages retardés de nouveaux
projets et d'interruptions soudaines d'activités suite à un
épuisement des budgets.
Le chiffre d'affaires de la Zone Europe/CEI/Afrique de
2,1 milliards USD a reculé de 9 % en séquentiel
principalement en Russie et en Asie centrale, en raison de la
faiblesse du rouble russe, du début du ralentissement saisonnier
hivernal en Russie au fur et à mesure que les projets d'été
prenaient fin, et des réductions d'activité dans la région
Caspienne. La forte activité sur les Marchés Géographiques du
Nigeria et du Golfe de Guinée, ainsi que d'Afrique du Nord a été
largement contrebalancée par une moindre activité sur les Marchés
Géographiques du Royaume-Uni, d'Afrique centrale et occidentale et
d'Angola, alors que le nombre d'appareils de forage déclinait et
que des projets se terminaient.
Le chiffre d'affaires dans la Zone Amérique latine de
1,4 milliard USD a reculé de 1 % en séquentiel,
principalement en raison d'une activité considérablement plus
faible sur les Marchés Géographiques Colombie et Pérou, Brésil et
Bolivie et Chili, du fait de réductions budgétaires des clients et
de la faiblesse des devises. Ces effets ont été largement
contrebalancés par les relevés d'acquisition sismiques marins et
par les ventes de licences sismiques multiclients au Mexique.
La marge d’exploitation avant impôts de la Zone Internationale
de 22 %, a reculé de 170 pdb en séquentiel, tandis que la
pression sur les prix sur l'ensemble des Zones a été partiellement
contrebalancée par la rationalisation des coûts et de la base des
ressources, ainsi que par l'accélération du programme de
transformation. De plus, les annulations de projets, les retards de
démarrages de nouveaux projets et les interruptions soudaines
d'activité, ont tous contribué à la réduction en séquentiel de la
marge d’exploitation avant impôts, en particulier dans la Zone
Moyen-Orient et Asie. La marge d’exploitation avant impôts au
Moyen-Orient et en Asie a reculé de 448 pdb passant à
22,5 %, l'Europe/CEI/Afrique a perdu 138 pdb passant
à 20,8 %, tandis que l'Amérique latine a augmenté de
229 pdb passant à 23 %, principalement en raison de
fortes marges issues de ventes de licences sismiques multiclients
au Mexique et en Amérique centrale.
La marge d'exploitation décrémentielle en séquentiel a atteint
51 %, de soudaines interruptions d'exploitation ayant gêné des
ajustements rapides des coûts, et la pression sur les prix comptant
pour plus d'un tiers du recul du chiffre d'affaires.
Au quatrième trimestre, le programme de transformation a
augmenté la productivité des effectifs par le biais d'une
combinaison de multi-compétences, d'un soutien de base optimisé et
de l'utilisation des actifs. En mer du Nord, par exemple :
La création d'une Équipe de soutien optimisé
en janvier 2014 s'est traduite par le fait que les experts de
Câbles Métalliques présents sur le terrain ont eu besoin d'environ
2 000 jours de moins sur la base en 2015, par rapport à
l'année précédente. Les membres de l'équipe sur le terrain ont donc
pu se concentrer davantage sur leurs activités principales sur le
site du puits et réduire la quantité de temps passée sur des tâches
non essentielles sur la base. Cela a généré des économies annuelles
de 1 million USD tout en contribuant à un meilleur équilibre
entre vie privée et vie professionnelle pour les employés. Wireline
a en outre augmenté l'utilisation des actifs de 54 % par
rapport à 2014, en consolidant et en partageant les actifs au
sein d'une plus grande zone géographique. L'amélioration de
l'utilisation des actifs a à son tour entraîné une réduction des
matériaux et des fournitures de plus de 800 000 USD.
Un total de 19 ingénieurs de M-I SWACO
Solutions Forage ont été formés sur la façon de réaliser des
opérations clés sur le terrain, notamment le déploiement de
systèmes de confinement et de collecte des déblais de forage
CLEANCUT* et d'unités AUTOMATIC TANK CLEANING* qui peuvent être
opérées par un plus petit nombre d'équipes. Dans les quatre
premiers mois qui ont suivi la formation, les ingénieurs dotés de
multi-compétences ont fait preuve d'une performance professionnelle
sécuritaire de haute qualité, tandis que le nombre de personnes à
bord a pu être réduit de plus de 350 jours/hommes.
Les équipes de Wireline et Slickline se sont
formées mutuellement pour des opérations à bord de navires légers
d'intervention pour le compte de trois compagnies pétrolières
internationales. À travers des initiatives de multi-compétences,
les risques de sécurité ont été réduits grâce à des équipages moins
nombreux à bord et les trois clients ont économisé un total combiné
de 328 jours de travail.
Le quatrième trimestre a également vu une expansion des services
intégrés dans les Zones Internationales ainsi qu'un certain nombre
d'attributions de nouveaux contrats.
En Corée du Sud, Gestion des Services Intégrés
(« Integrated Services Management » ou ISM) a réalisé un
projet d'exploration en eau profonde à puits unique pour le compte
de Woodside. Une mobilisation a été nécessaire pendant un laps de
temps très court, requérant notamment une logistique complexe liée
à l'octroi de licences et à l'importation d'outils de diagraphie,
ainsi que des ressources pour une éventuelle récupération des
tuyaux. Co-localisé dans la base d'approvisionnement Busan de
Woodside, le chef de projet ISM a travaillé aux côtés de l'équipe
logistique de Woodside pour importer les ressources et les
matériaux requis en provenance de 14 pays. Grâce à l'étroite
collaboration entre Schlumberger et Woodside, le matériel, le
personnel et les services ont tous été livrés avec succès en temps
utile et le projet a été exécuté avec succès conformément au plan
de forage.
Au large de la Norvège, les Services Intégrés de Forage
(« Integrated Drilling Services » ou IDS) ont fait preuve
d'une performance supérieure de forage et de complétion pour le
compte de Det Norske Oljeselskap ASA sur le projet Ivar Aasen. La
technologie StingBlade* à élément de diamant conique de
Schlumberger a contribué à un meilleur taux de pénétration, tandis
que le service GeoSphere* de cartographie de réservoirs en cours de
forage de Forage et Mesures a été utilisé pour orienter
géologiquement trois sections de puits horizontaux allant jusqu'à
2 000 m de long. La technologie GeoSphere a permis de
réaliser la délimitation en temps réel des couches du réservoir à
des distances supérieures à 30 m, tout en orientant les puits
latéraux afin d'optimiser le contact avec le réservoir. Suite à
l'étroite collaboration entre les équipes de Det Norske et de
Schlumberger, le forage et la réalisation des trois puits se classe
parmi les 10 meilleures performances de ces huit dernières
années sur le plateau continental norvégien.
En 2015, les Services Intégrés de Production (Integrated
Production Services, IPS) ont apporté leur soutien à trois
programmes d'abandon sur plusieurs puits pour le compte d'une
compagnie pétrolière et gazière internationale, en fournissant une
gamme de services de gestion de projet, d'ingénierie de bouchage et
d'abandon, ainsi que des services de puits. Les projets étaient à
la fois à terre et en mer en Europe et en Asie. Les services
Trépans et Outils de Forage, Câbles Métalliques, Services sur
Puits, M-I SWACO et Intervention sur Puits ont été intégrés à
l'aide des processus d'ingénierie IPS et de gestion de projet, afin
d'aider à réduire les coûts du projet, à accroître l'efficacité et
à garantir la conformité avec les exigences réglementaires et les
exigences du client.
En Norvège, OMV (Norge) AS a conclu un contrat de services
intégrés portant sur trois ans avec Schlumberger, avec deux
prolongations d'un an pour la fourniture de services d'exploration
et d'estimation de forage sur le plateau continental norvégien. Ces
services comprennent le traitement des fluides et des déchets de
forage, la cimentation, le forage directionnel, les mesures en
cours de forage, la diagraphie en cours de forage, la diagraphie de
fluides de forage, la diagraphie des câbles de forage, des tests de
puits et des services de gestion de projet. Le contrat fournira une
validation de concept pour le forage et le pilotage géographique
dans un réservoir très peu profond, en vue d'obtenir une
productivité élevée des puits horizontaux.
La Oil and Gas Authority britannique a signé avec Schlumberger
deux projets sur le plateau continental britannique de la mer du
Nord (PCMN) et offrira gratuitement les livrables du projet aux
compagnies pétrolières ayant un intérêt dans le PCMN. Ceci
s'inscrit dans le cadre de l'objectif du gouvernement britannique
qui est de revigorer l'intérêt dans l'exploration sur le PCMN, en
particulier dans les zones sous-explorées. WesternGeco réalisera
deux relevés sismiques marins 2D dans le Rockall et le Mid North
Sea High britanniques et fournira des services de traitement des
données, de modélisation de systèmes pétroliers et de données
multiclients. Software Integrated Solutions (SIS) fournira les
licences pour les principales plateformes logicielles, notamment
pour le logiciel E&P Petrel*, l'environnement de connaissances
en E&P Studio*, le logiciel d'évaluation des ressources et du
risque d'exploration GeoX* et le logiciel de modélisation de
systèmes pétroliers PetroMod*.
Au Mexique, Statoil Gulf of Mexico LLC Exploration, a signé un
accord pour octroyer une licence à une grande partie du projet
multiclients multi-azimutal (« wide-azimuth » ou WAZ) en
eau profonde à Campeche de WesternGeco. Ce projet sur trois ans est
le premier levé WAZ multiclients haut débit dans les eaux
mexicaines du golfe du Mexique et fait suite à l'ouverture, pour la
première fois, de campagnes d'octroi de licences par le
gouvernement à des sociétés non gouvernementales. La licence
Statoil comprend également la collaboration avec WesternGeco dans
la phase de traitement sismique.
Au Koweït, la Kuwait Oil Company a conclu avec Schlumberger un
contrat de 22 millions USD pour fournir et installer des
suspensions de colonnes perdues à haute pression et haute
température pour les puits de gaz profonds, dans le cadre du projet
de développement Jurassic Gas. Ce développement aux enjeux
techniques difficiles, requiert du matériel spécialisé hautement
fiable pour fonctionner dans des puits complexes d'une profondeur
allant jusqu'à 20 000 pieds.
Statoil, Inc. a conclu avec Schlumberger un contrat portant sur
quatre ans avec deux prolongations d'un an pour des services de
nettoyage des citernes et de traitement des déchets pour l'ensemble
de ses navires de ravitaillement. Le contrat estimé à
100 millions USD comprend la fourniture du système AUTOMATIC
TANK CLEANING (ATC) LITE*. Ce système monté sur remorque recycle
l'eau de lavage et les déchets liquides et offre une alternative
facilement manœuvrable au nettoyage traditionnel. Entièrement
automatisé, le système ATC LITE réduit l'exposition du personnel
aux risques sanitaires, sécuritaires et environnementaux.
Groupe Caractérisation des
Réservoirs
(en millions USD, sauf
pourcentages de marges)
Trois mois clos le
Variation 31 déc. 2015
30 septembre 2015 31 déc. 2014
Séquentiel
En glissement annuel Chiffre d'affaires
$
2 154 $ 2 321 $ 3 265
- 7
% - 34 % Bénéfice d’exploitation avant
impôts
520 614 984
- 15 %
- 47 % Marge d’exploitation avant impôts
24,2 % 26,4 % 30,1 %
- 230 pdb
- 600 pdb Marge d'exploitation décrémentielle
56 % 42 %
Le chiffre d'affaires du Groupe Caractérisation des Réservoirs
s'élevant à 2,2 milliards USD a reculé de 7 % en
séquentiel, ce qui est essentiellement imputable aux réductions
soutenues des dépenses d'exploration, au début du ralentissement
saisonnier hivernal, à la faiblesse des devises et aux
interruptions d'exploitation dues à l'épuisement des budgets des
clients qui ont affecté les activités Câbles Métalliques, en
particulier dans les Zones Europe/CEI et Afrique et Moyen-Orient et
Asie. Ce déclin a été en partie contrebalancé par des relevés
sismiques marins et par des ventes de licences sismiques
multiclients au Mexique. Les ventes de fin d'année en produits et
en logiciels ont été timides dans l'ensemble par rapport aux années
précédentes.
La marge d’exploitation avant impôts de 24,2 % a reculé de
230 pdb en séquentiel, tandis que la contribution des ventes
sismiques multiclients à forte marge a été plus que contrebalancée
par un déclin dans les services Câbles Métalliques à forte marge.
La marge d'exploitation décrémentielle a été plus élevée qu'au
trimestre précédent à 56 %, les activités ayant été affectées
par des interruptions soudaines d'exploitation qui ont offert des
perspectives limitées d'ajustements rapides des coûts.
Au cours du trimestre, un certain nombre de technologies de
Caractérisation des Réservoirs ont permis de caractériser des
réservoirs complexes, d'optimiser la production des puits et la
récupération des réservoirs et d'améliorer l'efficacité
opérationnelle.
En Iraq, Câbles Métalliques a présenté les services de
diagraphie LIVE PL* de production de câbles lisses numériques pour
la Rumaila Operating Organization dans le champ Rumaila. La
technologie LIVE PL a fourni des diagraphies de production en temps
réel sur des puits dans lesquels la diagraphie enregistrée était
auparavant l'unique option. Le temps de fermeture programmé pour
l'opération était de 400 heures, mais dans les faits
100 heures seulement ont été nécessaires. En conséquent, le
client a repris la production 12 jours plus tôt que prévu,
évitant ainsi 18 000 barils en production différée.
Au large de l'Inde, Câbles Métalliques a présenté la technologie
de post-perforation P3* afin de nettoyer les perforations dans un
puits pour le compte d'ONGC Ltd. L'Inde dans le champ B-193. En
présence de fortes concentrations de gaz sulfureux, la technologie
P3 a créé une sous-pression dynamique élevée après deux passages
dans un réservoir à basse pression avec des fluides de puits
équilibrés. La technologie P3 a utilisé le système de perforations
propres PURE* pour retirer les débris de perforation et les
dommages occasionnés dans la zone de laminage. En conséquence, le
client a atteint une hausse de 330 % de sa production de
pétrole et une hausse de 250 % de la pression dans la tête de
colonne de production.
Dans le secteur britannique de la mer du Nord, Câbles
Métalliques a utilisé une combinaison de technologies pour le
compte de TAQA, afin de perforer un puits extrêmement long dans le
champ Pelican. Le monocâble métallique encapsulé par du polymère
StreamLINE*, dont le coefficient de friction est inférieur de
moitié à celui du câble tressé standard équivalent pour réduire la
tension du câble, a facilité le déploiement de la rame de
perforation de 293 pieds et 3 912 lbm et, grâce à
son revêtement en polymère, a réduit le risque d'endommagement du
revêtement anticorrosion. De plus, les charges creuses de
pénétration ultra-profonde PowerJet Nova*, ont augmenté la
pénétration dans la formation rocheuse sous tension pour une
injection d'eau maximale. Le client a de ce fait réalisé des
économies en temps de location des appareils de forage, en
terminant le puits en deux passages au lieu de sept.
En mer du Nord norvégienne, Câbles Métalliques a déployé la
technologie de détection hétérodyne par vibrations distribuées
(« heterodyne distributed vibration sensing » ou hDVS)
pour le compte de Statoil, dans plusieurs puits du champ
Kvitebjørn. La technologie hDVS a permis d'enregistrer des relevés
de profils sismiques verticaux à l'aide de fibres optiques déjà
installées dans le puits, économisant ainsi sur le temps de forage.
Ces relevés ont été réalisés en utilisant la technologie d'imagerie
sismique polyvalente VSI*, qui a livré des informations précises de
calibrage et des images à proximité du puits de forage, afin
d'améliorer la compréhension sismique pour l'exploration continue
en champ proche. Les opérations combinées de VSI et de hDVS ont été
terminées en 20 heures, contre quatre jours en utilisant des
méthodes d'imagerie sismique verticale traditionnelles. Le client a
par conséquent obtenu des informations de calibrage sismique
supplémentaires et a potentiellement économisé
1,5 million USD, soit l'équivalent de trois jours de
forage.
Au Venezuela, Complétions et Tests a présenté les implosions
contrôlées post-perforation P3 PURE, afin de nettoyer les
perforations pour le compte de PDVSA dans un puits du champ El
Furrial dans l'est du Venezuela. Les tentatives précédentes faites
par la société pour établir une meilleure communication avec le
réservoir s'étaient soldées par un échec. La technologie P3
déployée par tubes spiralés a permis une stimulation chimique
profonde et efficace des intervalles de réservoir choisis. Suite au
traitement, le client a bénéficié de hausses de pression en tête de
puits allant jusqu'à 1 500 psi.
En Algérie, Câbles Métalliques a présenté la technologie de
sonde radiale 3D Saturn* pour le compte de Sonatrach, afin de
produire des échantillons de réservoirs à faible perméabilité avec
un effet de contrepoids élevé. La technologie Saturn étend les
tests de formation à des fluides et à des environnements du
réservoir qui étaient auparavant inaccessibles avec des testeurs de
formation traditionnels. Pour la première fois, le client a pu
contourner les restrictions de pression différentielle en imposant
un différentiel de 7 500 psi sur l'outil et sur
l'échantillon de fluide à des mobilités aussi faibles que
0,02 mD/Cp. En conséquence, les sections appauvries du
réservoir ont été identifiées, améliorant ainsi la compréhension de
Sonatrach de la sous-surface.
Au large du Brésil, le Groupe Caractérisation des Réservoirs a
permis à Petrobras de finaliser le premier travail au monde de
diagraphie par câbles de forage d'évaluation de formation en eau
profonde présalifère grâce aux services de forage sous pression
contrôlée (« managed pressure drilling » ou MPD). Le
matériel Schlumberger de contrôle de la pression en tête de puits,
intégré pour la première fois au système MPD, a permis d'effectuer
avec succès deux passages de diagraphie en puits ouvert avec une
pression contrôlée en tête de puits de 150 psi. Cette
technologie s'est avérée importante dans la réduction des risques
de sécurité au cours de l'évaluation de la formation. En
conséquence, le client possède désormais des informations cruciales
permettant de caractériser le réservoir et de diminuer le risque
lié au développement du champ.
À Abou Dhabi, SIS a terminé avec succès le déploiement du projet
EXPRIS de solutions d'informations d'exploration et de production
pour le compte de l'Abu Dhabi National Oil Company et de ses
sociétés exploitantes. Remporté par SIS en 2012, le contrat
implique un déploiement vers plus de 1 000 utilisateurs,
en leur offrant un accès intuitif et efficace à une variété de
données géophysiques, géologiques, de forage, de complétion de
puits, d'analyse d'échantillons de fluides, de tests de puits et de
données de champs de production. EXPRIS fonctionne à partir de
systèmes de gestion et de livraison de données d'exploration et de
production ProSource* et permet aux utilisateurs de se servir des
données dans d'autres applications techniques, améliorant ainsi la
productivité de l'utilisateur tout comme l'intégration au sein de
l'équipe.
Groupe Forage
(en millions USD, sauf pourcentages de marges)
Trois mois clos le Variation 31 déc.
2015 30 septembre 2015 31 déc. 2014
Séquentiel En glissement annuel Chiffre d'affaires
$ 2 953 $ 3 219 $ 4 576
- 8 % - 35 % Bénéfice
d’exploitation avant impôts
494 594 947
- 17
% - 48 % Marge d’exploitation avant
impôts
16,7 % 18,4 % 20,7 %
- 173 pdb - 398 pdb Marge
d'exploitation décrémentielle
38 % 28 %
Le chiffre d'affaires Groupe Forage s'élevant à de
3,0 milliards USD a reculé de 8 % en séquentiel,
principalement en raison d'une chute de l'activité de forage, d'une
pression constante sur les prix, du début du ralentissement
saisonnier hivernal, de la faiblesse des devises et des
interruptions d'exploitation dues aux budgets épuisés des clients
qui ont affecté les chiffres d'affaires de Forage et Mesures et de
M-I SWACO, surtout dans les Zones Europe/CEI et Afrique et
Moyen-Orient et Asie.
La marge d’exploitation avant impôts de 16,7 % a baissé de
173 pdb en séquentiel, le chiffre d'affaires reculant suite à
la faiblesse des prix et aux interruptions soudaines d'exploitation
qui ont généré une marge d'exploitation décrémentielle de
38 %.
Les nouvelles technologies du Groupe Forage ont généré une
meilleure performance en améliorant l’efficacité, en optimisant le
positionnement des puits et en assurant l’intégrité des puits de
forage dans de nombreuses régions au cours du trimestre.
Au Mexique, Forage et Mesures a présenté le service GeoSphere de
cartographie de réservoir en cours de forage, pour le compte de
PEMEX, dans un puits horizontal d'un champ pétrolier au large de
Tabasco, région renommée pour sa complexité géologique et pour les
risques liés au forage. Les campagnes précédentes qui avaient fait
appel à des méthodes de forage traditionnelles avaient souvent été
confrontées à des risques sous-surfaciques tels que des fuites de
schiste, rendant très difficile le positionnement précis du puits.
Déployée pour la première fois dans ce champ et pour le compte de
PEMEX au Mexique, la technologie GeoSphere a réduit l'incertitude
géologique en cartographiant les couches de sable cibles sur toute
la longueur de la section du réservoir, ce qui a permis une
orientation optimale du puits à l'intérieur du réservoir. Les
informations fournies par la technologie GeoSphere ont également
permis d'évaluer avec précision la structure et l'épaisseur de la
lithologie, ce qui permis d'actualiser le modèle géologique et
d'optimiser la conception et la planification des puits ultérieurs
dans la zone.
Au large de la Norvège, Forage et Mesures a utilisé le système
rotatif orientable PowerDrive X6* pour le compte de Statoil,
Inc., afin de forer un puits dans le champ Valemon. La technologie
PowerDrive X6 réduit le couple de forage en vue d'améliorer la
performance et la fiabilité. De plus, la plateforme de conception
intégrée des trépans de forage IDEAS* a fourni une simulation en
quatre dimensions de l'interface de découpe, ce qui a permis de
combiner la technologie StingBlade de trépan à élément de diamant
conique avec le système PowerDrive X6 pour améliorer le
piétage foré et le taux de pénétration (« rate of
penetration » ou ROP). Le ROP a non seulement dépassé les
attentes du client, mais a établi un record de forage sur
24 heures de 52,69 m/h.
Dans le secteur norvégien de la mer du Nord, Trépans et Outils
de Forage a utilisé la turbo-foreuse de tiges de production Neyrfor
TTT* pour le compte de BP, afin de rétablir la production de
pétrole dans un puits du champ Ula. La technologie Neyrfor TTT a
retiré du puits un afflux de plus de 60 m3 de fluide de
forage à base de pétrole et établi des conditions de sous-pression
avec un ratio élevé d'azote. De plus, l'équipement CIRP*
d'insertion et de retrait de complétion sous pression, a perforé
une section du puits de 900 m, de telle sorte que les
perforateurs pu être retiré sans endommager le puits. Le client a
obtenu une hausse de la production de pétrole, qui a été trois plus
élevée que ce qui était attendu au départ.
En Roumanie, Lukoil Overseas a utilisé la technologie Seismic
Guided Drilling* (SGD) de Schlumberger avec intégration en cours de
forage des mesures sismiques de surface et de fond du trou, en
combinaison avec les Geoservices de surveillance en temps réel
d'une fenêtre de poids de boue, dans le forage réussi de deux puits
en mer Noire. Dans le premier puits, le service SGD a prédit une
rampe de pression interstitielle et des pressions bénignes
consécutives, tout en corrigeant également la position cible du
réservoir de plus de 40 m, ce qui a permis au client de forer
jusqu'à la profondeur finale, conformément au plan de forage. Dans
le deuxième puits, les estimations de pression SGD ont permis de
déterminer le poids de boue optimal, en améliorant les positions
cibles jusqu'à 60 m et en permettant au client d'atteindre la
profondeur finale dans le réservoir bien avant la date prévue.
En Russie, M-I SWACO a utilisé la technologie SCREEN PULSE de
séparation des fluides et des déblais pour le compte
d'Investgeoservis CJSC. La technologie SCREEN PULSE est une
installation rétroactive qui collecte le fluide de forage résiduel
des débris sur les tamis vibrants et renvoie le fluide vers le
système de circulation. Cette technologie a été utilisée sur deux
projets distincts et a permis au client de réduire les volumes de
déchets de forage de 26 %, ce qui a permis d'abaisser les
coûts de dilution, de traitement, de transport et
d'élimination.
Au Kazakhstan, Forage et Mesures a présenté le service
StethoScope* de pression de formation en cours de forage sur deux
puits horizontaux forés pour le compte de Karachaganak Petroleum
Operating B.V. Cette technologie a permis des mesures de pression
en temps réel afin de générer des profils qui ont été combinés avec
d'autres diagraphies, en vue de modéliser la pression dynamique du
réservoir, ce qui est crucial pour en optimiser la récupération. Le
client a bénéficié d'une économie estimée
à 700 000 USD grâce à la réduction du temps de
forage, tout en atténuant le risque opérationnel.
En Iraq, Schlumberger a utilisé la technologie StingBlade à
trépan à élément de diamant conique pour le compte de BP, afin
d'éviter d'avoir à procéder à plusieurs passages de forage dans les
trous de forage du champ Rumaila. La technologie StingBlade a
permis d'augmenter le piétage foré et le ROP en raison de sa
résistance supérieure à l'usure. Le client a de ce fait foré une
section de puits complète en un seul passage avec une amélioration
de 63,5 % du taux de pénétration par rapport au ROP moyen des
puits de limite, faisant économiser au client plus de trois jours
de temps de forage.
En Chine, Forage et Mesures a utilisé une combinaison de
technologies d'évaluation des formations, de positionnement du
puits et d'optimisation du forage pour le compte de Newfield
Exploration Limited, afin de forer neuf trous de puits lors de la
campagne de développement du champ LF7-2. Les technologies
EcoScope†* de diagraphie multifonctions en cours de forage,
PeriScope* de représentation de limite de lit et le système rotatif
orientable PowerDrive Orbit* ont été utilisés afin d'orienter de
manière optimale les puits de forage horizontaux à proximité du
haut du réservoir par des passages uniques, en évitant de procéder
à des forages déviés. La performance de forage de la campagne a
également amélioré le ROP global, ce qui a permis au client de
gagner 11 jours sur le temps de forage, soit une économie
10 % en temps par rapport au plan de forage initial.
Groupe Production
(en millions USD, sauf pourcentages de marges)
Trois mois clos le Variation 31 déc.
2015 30 septembre 2015 31
déc. 2014
Séquentiel En glissement annuel Chiffre
d'affaires
$ 2 671 $ 2 974 $ 4 863
- 10 % - 45 % Bénéfice
d’exploitation avant impôts
303 330 898
- 8
% - 66 % Marge d’exploitation avant
impôts
11,3 % 11,1 % 18,5 %
24 pdb
- 713 pdb Marge d'exploitation décrémentielle
9 % 27 %
Le chiffre d'affaires Groupe Production de 2,7 milliards
USD a reculé de 10 % en séquentiel, 80 % de la baisse
étant imputable à un déclin prononcé de l'activité à terre en
Amérique du Nord, alors que les budgets épuisés des clients ont
généré une nouvelle baisse dans le nombre d'appareils de forage et
une pression accrue sur les prix. Les prix du marché pour les
services de pompage à haute pression ont chuté, pour atteindre des
niveaux encore moins viables.
La marge d’exploitation avant impôts de 11,3 % a progressé
de 24 pdb en séquentiel, malgré un ralentissement de
l'activité et une fragilité grandissante des prix dans les services
de pompage à haute pression. La marge d'exploitation décrémentielle
en séquentiel a progressé de 9 %, alors que le recul de
la marge de pompage à haute pression a été largement contrebalancé
par la combinaison de contributions positives aux marges de projets
Gestion de la Production de Schlumberger en Amérique latine et de
revenus nets plus élevés de la coentreprise OneSubsea.
Les nouvelles technologies du Groupe Production ont permis aux
clients de surmonter les défis techniques en accélérant la
production, améliorant ainsi la récupération et augmentant
l'efficacité opérationnelle.
Dans le sud-est du Koweït, Services sur Puits a réalisé un
traitement de fracturation à grande échelle en utilisant la
technologie de canal d'écoulement HiWAY* pour le compte de Kuwait
Oil Company, dans un puits à l'intérieur d'un réservoir de grès du
champ Greater Burgan. La technologie HiWAY a permis de relever les
défis de positionnement et de refoulement avec agent de
soutènement, fréquemment rencontrés avec les méthodes de
fracturation hydraulique traditionnelles. Après le traitement de
fracturation, la production de pétrole du puits a atteint un flux
naturel continu de 3 000 barils/j.
En Tunisie, Intervention sur Puits a effectué des traitements de
stimulation dans deux puits pour le compte de Serept dans le champ
Ashtart. La température élevée du réservoir a nécessité un choix
précis de fluide, tandis que les courants de fluide ciblés et à
haute énergie du service de jet sous haute pression fabriqué Jet
Blaster*, ont permis un positionnement précis du fluide de
stimulation au plus profond de la matrice du réservoir. En
conséquence, la production après traitement a dépassé les attentes
du client avec une production multipliée par quatre dans le premier
puits et par deux dans le second.
En Équateur, Services sur Puits a déployé le service de
fracturation DualSTIM* dans le cadre de la stratégie de remise en
production pour le compte de Petroamazonas, afin de s'occuper du
déclin de la production dans le champ Parahuacu. La technologie
DualSTIM a utilisé des fluides à base d'eau, afin de stimuler ce
réservoir fortement épuisé qui présente une perméabilité modérée et
une teneur en argile sensible aux fortes concentrations d'eau.
Depuis le début de la campagne multi-puits en 2014, la
technologie DualSTIM combinée à la fracturation hydraulique a
généré une production de pétrole cumulative et graduelle de plus de
400 000 barils.
Toujours en Équateur, Services sur Puits a utilisé les services
intégrés d'isolation zonale Invizion* pour le compte de Shushufindi
Consortium dans un puits du champ Aguarico. La technologie Invizion
a fait le suivi et a évalué les opérations de cimentation en temps
réel, ce qui a facilité l'interprétation des résultats. De plus, la
technologie a permis l'intégration des données du puits afin
d'identifier les problèmes d'isolation zonale ainsi que
l'évaluation d'un éventuel impact à court ou long terme.
Ailleurs en Équateur, Intervention sur Puits a utilisé la
technologie de stimulation de grès simplifiée OneSTEP* pour le
compte d'Orion Energy, afin de faire disparaître les dommages et de
résoudre un problème de transport de fluide dans un puits, sans
compromettre l'intégrité de la pompe submersible électrique, ce qui
a rendu non viables les traitements de stimulation traditionnels.
La technologie OneSTEP utilise une seule solution fluide pour faire
disparaître les dommages du puits, en vue d'une stimulation plus
uniforme des réservoirs de grès avec un moindre risque de
désagrégation de la roche. Le client a multiplié la production par
deux tout en conservant les sédiments basiques et l'eau à
0,1 %.
Au large du Gabon, Complétions de Schlumberger a utilisé une
solution intégrée pour le compte de VAALCO Energy, afin de réaliser
trois puits horizontaux dans le développement du champ Etame. La
solution comprenait des fluides de forage du réservoir, des
technologies de complétion et d'ascension artificielle pour cette
complétion en puits ouvert à massif filtrant. En particulier, le
système intégré de remblayage hydraulique AquaPac* a utilisé de la
saumure pour transporter et placer les graviers autour de tamis
préinstallés et éviter la production de sable. La technologie
FloPro NT* a été utilisée pour transporter des volumes importants
de déblais provenant de la section du réservoir. Sur le plan
opérationnel, les puits ont été remplis de gravier avec une
productivité des puits répondant aux attentes du client.
Tableaux financiers
État consolidé condensé des résultats
(en millions USD, sauf montants par action)
Quatrième trimestre Douze mois Périodes closes le 31 décembre
2015 2014
2015
2014 Chiffre d'affaires
$ 7 744 $
12 641
$ 35 475 $ 48 580 Intérêts et
autres bénéfices
81 71
236 291 Dépenses Coût des
produits d’exploitation
6 292 9 691
28 321 37 398 Recherche et ingénierie
276
324
1 094 1 217 Frais généraux et administratifs
132 122
494 475 Dépréciations et autres (1)
2 136 1 773
2 575 1 773 Intérêt
91 87
346 369 Bénéfice (perte)
avant impôts
$ (1 102 ) $ 715
$
2 881 $ 7 639 Impôts sur les bénéfices (perte) (1)
(113 ) 398
746 1 928 Revenus
(perte) issus des activités poursuivies
(989 ) 317
2 135 5 711 Perte issue des activités abandonnées
- -
- (205 ) Résultat net (perte)
(989 ) 317
2 135 5 506 Bénéfice net
attribuable aux participations minoritaires
27 15
63
68 Bénéfice net (perte) attribuable à
Schlumberger
$ (1 016 )
$ 302
$ 2 072 $
5 438 Montants Schlumberger attribuables
au : Bénéfice (perte) issu des activités poursuivies (1)
$ (1 016 ) $ 302
$
2 072 $ 5 643 Perte issue des activités
abandonnées
- -
- (205 ) Résultat net
(perte)
$ (1 016 ) $
302
$ 2 072 $ 5 438
Bénéfice dilué par action de Schlumberger Revenus
(perte) issus des activités poursuivies (1)
$ (0,81
) $ 0,23
$ 1,63 $ 4,31 Perte issue des
activités abandonnées
-
-
- (0,16 )
Résultat net (perte)
$ (0,81 )
$ 0,23
$ 1,63 $ 4,16
Dépréciation et amortissement inclus dans les
dépenses (2)
$ 963 $
1 065
$ 4 078 $
4 094 (1) Voir la section intitulée
« Charges et crédits » pour plus de détails. (2) Inclut
la dépréciation de la propriété, de l’usine et des équipements et
l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données
sismiques multiclients et les investissements SPM. Consultez les
« Informations supplémentaires » pour obtenir des détails
sur les actions en circulation.
Bilan consolidé condensé (en millions USD)
31 décembre, 31 décembre, Actifs
2015 2014 Actifs à court terme
Encaisse et investissements à court terme
$
13 034 $ 7 501 Comptes clients
8 780
11 171 Autres actifs courants
5 098 6 022
26 912 24 694 Investissements à taux fixe, détenus
jusqu’à maturité
418 442 Immobilisations corporelles
13 415 15 396 Données sismiques multiclients
1 026 793 Écarts d’acquisition
15 605
15 487 Immobilisations incorporelles
4 569
4 654 Autres actifs
6 060
5 438
$ 68 005 $ 66 904
Passif et fonds propres
Passif courant Comptes fournisseurs et charges
constatées d’avance
$ 7 727 $ 9 246 Passif
estimé pour les impôts sur le bénéfice
1 203 1 647
Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme
4 557 2 765 Dividende à distribuer
634 518
14 121 14 176 Dette à long terme
14 442 10 565 Avantages postérieurs aux départs en
retraite
1 434 1 501 Impôts différés
1 075 1 296 Autres passifs
1 028 1 317
32 100 28 855 Fonds propres
35 905 38 049
$ 68 005 $
66 904
Dette nette
La « dette nette » représente la dette brute moins
l'encaisse, les investissements à court terme et les
investissements à taux fixe, détenus jusqu'à échéance. La direction
estime que la dette nette fournit des informations utiles sur le
niveau d’endettement de Schlumberger, en reflétant la trésorerie et
les investissements qui pourraient être utilisés pour rembourser la
dette.
Détails des variations de la dette nette :
(en millions USD)
Périodes closes le 31 décembre
Douze
Mois
2015
Quatrième
Trimestre
2015
Douze
Mois
2014
Bénéfice (perte) issu des activités poursuivies avant intérêts
minoritaires $ 2 135 $ (989 ) $ 5 711 Dépréciations et
autres charges, net d'impôts 2 218
1 835 1 639
Bénéfice issu des
activités poursuivies avant intérêts minoritaires hors
charges et crédits 4 353 846
7 350 Dépréciation et amortissement (1) 4 078 963
4 094 Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs
aux départs en retraite à payer 438 112 355 Dépenses de
rémunération sous forme d’actions 326 76 329 Financement de
pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ
en retraite (346 ) (54 ) (390 ) (Augmentation) Baisse du fonds de
roulement (2) (478 ) 31 (36 ) Autres 434 204
(507 )
Flux de trésorerie lié à l’exploitation
8 805 2 178
11 195 Dépenses d’investissement
(2 410 ) (627 ) (3 976 ) Investissements SPM (953 ) (603
) (740 ) Coûts capitalisés des données sismiques multiclients
(486 ) (150 ) (321 )
Flux de trésorerie
disponible (3)
4 956
798 6 158 Programme
de rachat d’actions (2 182 ) (398 ) (4 678 ) Dividendes
distribués (2 419 ) (633 ) (1968 ) Produit des régimes
d’actionnariat des employés 448 25
825
803 (208
) 337 Acquisitions d’entreprises
et investissements, déduction faite de la trésorerie acquise et des
dettes prises en charge (478 ) (154 ) (1 501 ) Activités
abandonnées - règlement avec le ministère de la Justice
américain (233 ) - - Autres (252 ) 19
220 Augmentation de la dette nette (160 ) (343 ) (944 )
Dette nette, début de période (5 387 )
(5 204 ) (4 443 ) Dette nette $ (5 547 ) $
(5 547 ) $ (5 387 ) Composants de la dette nette
31 déc.2015
30 septembre2015
31 décembre2014
Encaisse et investissements à court terme $ 13 034 $
6 605 $ 7 501 Investissements à taux fixe, détenus
jusqu’à maturité 418 439 442 Emprunts à court terme et portion
actuelle de la dette à long terme (4 557 ) (4 761 )
(2 765 ) Dette à long terme (14 442 )
(7 487 ) (10 565 ) $ (5 547 ) $ (5 204 )
$ (5 387 ) (1) Inclut la dépréciation de la
propriété, de l’usine et des équipements et l’amortissement des
actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et
les investissements SPM. (2) Inclut des indemnités de
séparation d'environ 810 millions USD au cours des
douze mois clos le 31 décembre 2015 et
de 205 millions USD durant le quatrième
trimestre 2015. (3) Le « flux de trésorerie
disponible » représente le flux de trésorerie lié à
l'exploitation moins les dépenses en capital, les investissements
SPM et les coûts capitalisés des données sismiques multiclients. La
direction estime que cette mesure est importante, car elle
représente les fonds disponibles pour réduire la dette et
poursuivre des opportunités qui apportent une plus-value aux
actionnaires, telles que les acquisitions et le retour de
trésorerie aux actionnaires à travers des rachats d’actions et des
dividendes.
Charges et Crédits
Outre les résultats financiers déterminés conformément aux
principes comptables généralement reconnus (PCGR) aux États-Unis,
ce communiqué de presse sur les résultats de l'exercice complet et
du quatrième trimestre 2015 comprend également des mesures
financières non-PCGR (telles que définies par le Règlement G de la
SEC). Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR aux
mesures PCGR comparables :
(en millions USD, sauf montants par action)
Quatrième trimestre 2015 Avant impôts Impôts
Intérêtminoritaire
Net Dilué
BPA
Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors
charges et crédits $ 1 034 $ 188 $ 27 $ 819 $ 0,65
Dépréciations des immobilisations corporelles (776 ) (141 ) - (635
) Compression des effectifs (530 ) (51 ) - (479 ) Dépréciations des
stocks (269 ) (27 ) - (242 ) Dépréciation du projet SPM en Colombie
(182 ) (36 ) - (146 ) Fermetures d'usines (177 ) (37 ) - (140 )
Événements géopolitiques (77 ) - - (77 ) Résiliations de contrats
(41 ) (2 ) - (39 ) Autres (84 ) (7 )
- (77 )
Perte de Schlumberger issue des activités
poursuivies, telle que déclarée
$ (1 102 ) $ (113 ) $ 27 $ (1 016 )
$ (0,81 )
Douze mois 2015 Avant impôts
Impôts
Intérêtminoritaire
Net Dilué
BPA
Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors
charges et crédits $ 5 456 $ 1 103 $ 63 $ 4 290 $
3,37 Compression des effectifs (920 ) (107 ) - (813 )
Dépréciations des immobilisations corporelles (776 ) (141 ) - (635
) Dépréciations des stocks (269 ) (27 ) - (242 ) Dépréciation du
projet SPM en Colombie (182 ) (36 ) - (146 ) Fermetures d'usines
(177 ) (37 ) - (140 ) Événements géopolitiques (77 ) - - (77 )
Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela (49 ) - - (49
) Résiliations de contrats (41 ) (2 ) - (39 ) Autres (84 )
(7 ) - (77 ) Bénéfice
issu des activités poursuivies de Schlumberger, tel que déclaré $
2 881 $ 746 $ 63 $
2 072 $ 1,63 (en millions USD,
sauf montants par action)
Quatrième trimestre 2014 Avant
impôts Impôts
Intérêtminoritaire
Net BPA
BPA
Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors
charges et crédits $ 2 488 $ 532 $ 15 $ 1 941 $ 1,50
Restructuration de WesternGeco (806 ) (25 ) - (781 ) Perte due à la
dévaluation de la monnaie au Venezuela (472 ) - - (472 )
Compression des effectifs (296 ) (37 ) - (259 ) Dépréciation du
projet SPM (199 ) (72 ) -
(127 ) Bénéfice issu des activités poursuivies de
Schlumberger, tel que déclaré $ 715 $ 398
$ 15 $ 302 $ 0,23
Douze
mois 2014 Avant impôts Impôts
Intérêtminoritaire
Net Dilué
BPA
Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors
charges et crédits $ 9 412 $ 2 062 $ 68 $ 7 282 $
5,57 Restructuration de WesternGeco (806 ) (25 ) - (781 ) Perte due
à la dévaluation de la monnaie au Venezuela (472 ) - - (472 )
Compression des effectifs (296 ) (37 ) - (259 ) Dépréciation du
projet SPM (199 ) (72 ) -
(127 ) Bénéfice issu des activités poursuivies de
Schlumberger, tel que déclaré $ 7 639 $
1 928 $ 68 $ 5 643 $ 4,31
Groupes Produits (en millions USD)
Trois mois clos le 31 déc. 2015
30 septembre 2015 31 déc. 2014
Chiffre
d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Caractérisation des Réservoirs
$ 2 154 $
520 $ 2 321 $ 614 $ 3 265 $ 984 Forage
2 953 494 3 219 594 4 576 947
Production
2 671 303 2 974 330 4 863
898 Éliminations et autres
(34 ) (29
) (42 ) (17 ) (63 ) (48 ) Bénéfice
d’exploitation avant impôts
1 288 1 521 2 781
Dépenses d’entreprise et autres
- (179 ) -
(198 ) - (221 ) Intérêts créditeurs(1)
- 8 - 8 - 8
Intérêts débiteurs(1)
- (83 ) - (78 ) - (80 )
Charges et crédits
- (2 136
) - - -
(1 773 )
$ 7 744 $
(1 102 ) $ 8 472 $ 1 253
$ 12 641 $ 715
Zones géographiques
(en millions USD)
Trois
mois clos le 31 déc. 2015
30 septembre 2015 31 déc. 2014
Chiffre
d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Amérique du Nord
$ 1 955 $ 139 $
2 273 $ 202 $ 4 324 $ 849 Amérique latine
1 407 324 1 422 295 2 053 429
Europe/CEI/Afrique
2 059 428 2 274 505
3 063 683 Moyen-Orient et Asie
2 248 507
2 372 641 3 094 877 Éliminations et autres
75
(110 ) 131 (122 ) 107 (57 )
Bénéfice d’exploitation avant impôts
1 288 1 521
2 781 Dépenses d’entreprise et autres
- (179
) - (198 ) - (221 ) Intérêts créditeurs(1)
- 8
- 8 - 8 Intérêts débiteurs(1)
- (83 ) - (78 )
- (80 ) Charges et crédits
-
(2 136 ) - - -
(1 773 )
$ 7 744 $
(1 102 ) $ 8 472 $ 1 253 $
12 641 $ 715
(1) À l’exclusion de l'intérêt inclus dans
les résultats des Groupes Produits et Zones géographiques.
Groupes Produits (en millions USD)
Douze mois clos au 31 déc. 2015
31 déc. 2014
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Caractérisation des Réservoirs
$ 9 501 $
2 450 $ 12 905 $ 3 708 Forage
13 563 2 538 18 128 3 805
Production
12 548 1 585 17 763
3 193 Éliminations et autres
(137 )
(63 ) (216 ) (130 ) Bénéfice d’exploitation
avant impôts
6 510 10 576 Dépenses d’entreprise et
autres
- (768 ) - (848 ) Intérêts
créditeurs(1)
- 30 - 31 Intérêts débiteurs(1)
- (316 ) - (347 ) Charges et crédits
- (2 575 ) -
(1 773 )
$ 35 475 $
2 881 $ 48 580 $ 7 639
Zones géographiques
(en millions USD)
Douze mois clos au 31
déc. 2015 31 déc. 2014
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Amérique du Nord
$ 9 811 $ 999 $
16 151 $ 3 057 Amérique latine
6 014
1 315 7 699 1 639 Europe/CEI/Afrique
9 284 1 979 12 515 2 765
Moyen-Orient et Asie
9 898 2 661
11 875 3 273 Éliminations et autres
468
(444 ) 340 (158 ) Bénéfice d’exploitation
avant impôts
6 510 10 576 Dépenses d’entreprise et
autres
- (768 ) - (848 ) Intérêts
créditeurs(1)
- 30 - 31 Intérêts débiteurs(1)
- (316 ) - (347 ) Charges et crédits
- (2 575 ) -
(1 773 )
$ 35 475 $
2 881 $ 48 580 $ 7 639
(1) À l’exclusion des intérêts inclus dans
les résultats des groupes Produits et Zones géographiques.
Informations supplémentaires
1)
Quelle est la définition de la marge
d'exploitation décrémentielle ?
La marge d'exploitation décrémentielle est égale au rapport de la
variation du bénéfice d'exploitation avant impôts et de la
variation du chiffre d'affaires.
2)
Quelles ont été la marge bénéficiaire
d’exploitation avant impôts et la marge d’exploitation
décrémentielle pour le quatrième trimestre 2015 ?
Pour le quatrième trimestre 2015, la marge bénéficiaire
d’exploitation avant impôts a été de 16,6 %. La marge
d'exploitation décrémentielle a été de 31 % en glissement
annuel et la marge d’exploitation décrémentielle en séquentiel a
atteint 32 %.
3)
Quelles ont été la marge bénéficiaire
d’exploitation avant impôts et la marge d’exploitation
décrémentielle pour l'exercice complet 2015 ?
Pour l'exercice complet 2015, la
marge bénéficiaire d’exploitation avant impôts a été
de 18,4 %. La marge d'exploitation décrémentielle en
glissement annuel a été de 31 %.
4)
Quel a été le flux de trésorerie
disponible en pourcentage du bénéfice issu des activités
poursuivies avant intérêts minoritaires et hors charges et crédits,
pour le quatrième trimestre 2015 ?
Le flux de trésorerie disponible, qui s'est élévé
à 798 millions USD, incluant environ
205 millions USD de paiements de séparation, en pourcentage du
bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires
et hors charges et crédits, a été de 94 % pour le
quatrième trimestre 2015.
5)
Quel a été le flux de trésorerie
disponible en pourcentage du bénéfice issu des activités
poursuivies avant intérêts minoritaires et hors charges et crédits,
pour l'exercice complet 2015 ?
Le flux de trésorerie disponible, qui s'est élévé
à 4,96 milliards USD, incluant environ
810 millions USD de paiements de séparation, en pourcentage du
bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires
et hors charges et crédits, a été de 114 % pour
l'exercice complet 2015.
6)
Quelles sont les projections en termes
de dépenses en capital pour l’exercice
complet 2016 ?
Les dépenses en capital (hors investissements SPM et multiclients)
devraient atteindre 2,4 milliards USD pour 2016. Les
dépenses en capital pour l'exercice complet 2015 se sont
élevées à 2,4 milliards USD.
7)
Qu’est-ce qui a été inclus dans la
section « Intérêts et autres bénéfices » pour le
quatrième trimestre 2015 ?
Les « Intérêts et autres bénéfices » pour le quatrième
trimestre 2015 se sont élevés à 81 millions USD. Ce
montant est composé des bénéfices des investissements appliquant la
méthode de mise en équivalence de 67 millions USD et
des intérêts créditeurs de 14 millions USD.
8)
Comment les intérêts créditeurs et les
intérêts débiteurs ont-ils évolué au cours du quatrième trimestre
2015 ?
Les intérêts créditeurs de 14 millions USD ont
augmenté de 1 million USD en séquentiel. Les
intérêts débiteurs de 91 millions USD ont augmenté
de 5 millions USD en séquentiel.
9)
Quelle est la différence entre le
bénéfice d’exploitation avant impôts et le bénéfice consolidé avant
impôts de Schlumberger ?
Il s’agit de postes tels que les postes d’entreprise (incluant les
charges et les crédits), les intérêts créditeurs et les intérêts
débiteurs non affectés aux segments, ainsi que les dépenses de
rémunération à base d’actions, les dépenses d’amortissement
associées à certains actifs incorporels et certaines initiatives
gérées de manière centralisée.
10)
Quel a été le taux d’imposition
effectif (TIE), hors charges et crédits, pour le quatrième
trimestre 2015 ?
Le TIE hors charges et crédits, s'est
élevé à 18,2 % au quatrième trimestre 2015, contre
20,0 % au troisième trimestre 2015.
Le TIE, charges et crédits compris, s'est
élevé à 10,2 % au quatrième trimestre 2015.
11)
Combien d’actions ordinaires étaient en
circulation au 31 décembre 2015 et comment cela
a-t-il évolué par rapport à la fin du trimestre
précédent ?
Au 31 décembre 2015, le nombre d’actions ordinaires en
circulation s'élevait à 1,256 milliard. Le tableau suivant
représente l'évolution du nombre d’actions en circulation du
30 septembre 2015 au 31 décembre 2015.
(en millions USD) Actions en circulation
au 30 septembre 2015 1 261 Actions
vendues aux titulaires d’options, moins les actions échangées -
Acquisition des actions à négociation restreintes - Actions émises
en vertu du régime d’achat d’actions pour les employés - Programme
de rachat d’actions (5 ) Actions en circulation au
31 décembre 2015 1 256
12)
Quel était le nombre pondéré moyen
d’actions en circulation au cours du quatrième trimestre 2015
et du troisième trimestre 2015 et comment cela se
rapproche-t-il du nombre moyen d’actions en circulation, compte
tenu de la dilution utilisée dans le calcul des bénéfices dilués
par action issus des opérations poursuivies, hors charges et
crédits ?
Le nombre pondéré moyen d’actions en circulation au cours du
quatrième trimestre 2015 et du troisième trimestre 2015
était respectivement de 1,259 milliard USD
et 1,265 milliard USD. Vous trouverez ci-après le
rapprochement de la moyenne pondérée des actions en circulation et
du nombre moyen d’actions en circulation en supposant une dilution.
(en millions USD)
Quatrième trimestre 2015
Troisième trimestre2015
Moyenne pondérée des actions en circulation 1 259
1 265 Exercice présumé des options sur actions 2
3 Actions de négociation restreinte non acquises 3
4 Moyenne des actions en circulation après dilution
1 264 1 272
13)
Quelles ont été les ventes multiclients
au quatrième trimestre 2015 ?
Les ventes multiclients, frais de transfert compris, se sont
élevées à 117 millions USD au quatrième
trimestre 2015 et à 60 millions USD au troisième
trimestre 2015.
14)
Quel était le carnet de commandes de
WesternGeco à la fin du quatrième
trimestre 2015 ?
Le carnet de commandes de WesternGeco, qui est basé sur les
contrats signés avec des clients, s’élevait à 1,13
milliard USD à la fin du quatrième trimestre 2015. Il
était de 910 millions USD à la fin du troisième
trimestre 2015.
15)
Quels sont les taux d'intérêt et les
échéances des billets de premier rang issus en décembre 2015,
liés au financement d'une partie de l'acquisition en cours de
Cameron International Corporation par Schlumberger ?
Schlumberger Holdings Corporation (SHC), une filiale américaine
indirecte en propriété exclusive de Schlumberger Limited, a émis
cinq tranches de billets de premier rang en décembre 2015 pour
un montant total de 6 milliards USD avec les échéances et les
taux d'intérêt suivants : 500 millions USD de billets de
premier rang à 1,900 % venant à échéance en 2017,
1,3 milliard USD de billets de premier rang à 2,350 %
venant à échéance en 2018, 1,6 milliard USD de billets de
premier rang à 3,000 % venant à échéance en 2020,
850 millions USD de billets de premier rang à 3,625 %
venant à échéance en 2022 et 1,75 milliard USD de billets
de premier rang venant à échéance en 2025.
16)
À quoi correspondent les différentes
charges enregistrées par Schlumberger au cours du quatrième
trimestre 2015 ?
Réduction d'effectif et programme
incitatif de congés volontaires :
Partant des perspectives d'activité pour 2016 et en vue de
simplifier davantage sa structure de soutien, Schlumberger a décidé
de réduire un peu plus son effectif et d'étendre son programme
incitatif de congés volontaires (« incentivized leave of
absence » ou ILOA) au cours du quatrième trimestre 2015.
En conséquence, Schlumberger a enregistré une charge de
530 millions USD au cours du quatrième trimestre,
associée à ces réductions d'effectif et au programme ILOA.
Provisions pour dépréciation et frais
de restructuration :
En conséquence des conditions du marché du
pétrole et du gaz qui ne cessent de se détériorer et de leur impact
sur les perspectives d'activité, Schlumberger a déterminé que les
valeurs comptables de certains actifs n'étaient désormais plus
récupérables et a également pris certaines décisions qui se sont
traduites par une dépréciation et des frais de restructuration au
cours du quatrième trimestre 2015 :
-- 776 millions USD en
dépréciations d'immobilisations corporelles principalement liées à
la sous-utilisation du pompage à haute pression et d'autres
équipements en Amérique du Nord, ainsi que de certains appareils de
forage de catégorie inférieure. -- 269 millions USD pour
déprécier la valeur comptable de certains stocks, principalement en
Amérique du Nord. -- 182 millions USD pour réduire la
valeur comptable de l'investissement restant dans un projet SPM en
Colombie, conséquence du récent déclin du prix des marchandises. Il
faut également considérer que le projet touche à sa fin du point de
vue contractuel et que le flux de recettes est directement lié aux
prix du pétrole. -- 177 millions USD associés aux usines,
notamment la vente attendue de certaines propriétés et la
résiliation de certains baux. -- 77 millions USD liés aux
actifs qui ne sont désormais plus récupérables du fait de problèmes
géopolitiques dans certains pays du Moyen-Orient. --
41 millions USD liés aux frais de résiliations de
contrats. -- 84 millions USD d'autres frais associés aux
conditions actuelles du marché, notamment 40 millions USD
liés à une dépréciation durable des titres négociables et
15 millions USD liés à la dépréciation d'un
investissement appliquant la méthode de mise en équivalence.
Schlumberger ne devrait encourir aucune dépense importante de
trésorerie en conséquence de ces provisions pour dépréciation et de
ces frais de restructuration.
À propos de Schlumberger
Schlumberger, première société mondiale de services pétroliers,
fournit des technologies, des solutions d’information et des
services de gestion intégrée de projets, qui optimisent les
performances des réservoirs de nos clients de l’industrie
pétrolière et gazière internationales. Notre société compte
aujourd'hui près de 95 000 collaborateurs de plus de
140 nationalités, dans près de 85 pays. Schlumberger
offre le plus large éventail de produits et de services allant de
l'exploration à la production.
Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont basés à
Paris, Houston, Londres et La Haye, a déclaré un chiffre d’affaires
de 35,47 milliards USD en 2015. Pour plus
d’informations, veuillez consulter le site Internet
www.slb.com.
*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger.
†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC),
anciennement Japan National Oil Corporation (JNOC) et Schlumberger
ont collaboré sur un projet pour développer la technologie LWD. Les
services EcoScope et NeoScope utilisent la technologie résultant de
cette collaboration.
Notes
Schlumberger tiendra une conférence téléphonique pour discuter
de l’annonce ci-dessus et des perspectives commerciales le
vendredi 22 janvier 2016. Le début de la
téléconférence est prévu pour 8 h 00, (heure
centrale des États-Unis), 9 h 00 (heure de
l’Est), 15 h 00 (heure de Paris). Pour accéder à la
conférence téléphonique, qui est ouverte au public, veuillez
contacter l'opérateur au +1 (800) 230-1059 en Amérique du nord, ou
au +1 (612) 234-9959 en dehors de l'Amérique du nord,
environ 10 minutes avant le début de la conférence.
Demandez « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la
fin de la conférence téléphonique, une retransmission audio
différée sera disponible jusqu’au 21 février 2016 en
composant le +1 (800) 475-6701 en Amérique du Nord ou le +1 (320)
365-3844 hors Amérique du Nord et en indiquant le code
d’accès 373076.
La conférence téléphonique sera diffusée simultanément sur le
Web à l’adresse www.slb.com/irwebcast en mode audio uniquement.
Veuillez vous connecter 15 minutes avant l’heure prévue
pour tester votre navigateur et vous inscrire à la conférence
téléphonique. Une rediffusion de la transmission Web sera également
disponible sur le même site Web
jusqu'au 31 mars 2016.
Ce communiqué relatif aux résultats de l'exercice complet et du
quatrième trimestre 2015 et les informations supplémentaires,
ainsi que d’autres déclarations que nous formulons, contiennent des
« déclarations prévisionnelles » au sens des lois
fédérales sur les valeurs mobilières, y compris des déclarations
qui ne constituent pas des faits historiques, telles que nos
prévisions ou nos attentes concernant les perspectives
commerciales ; la croissance de Schlumberger dans son
ensemble et de chacun de ses segments (et des produits spécifiés ou
des zones géographiques spécifiés au sein de chaque
segment) ; la demande en pétrole et en gaz naturel et la
croissance de la production ; les prix du gaz naturel et
du pétrole ; les améliorations des procédures
d’exploitation et de la technologie ; les dépenses en
capital de Schlumberger et de l’industrie du pétrole et du
gaz ; les stratégies commerciales des clients de
Schlumberger ; l'intégration de Cameron dans notre
société ; les bénéfices anticipés de la transaction
Cameron ; le succès des coentreprises et des alliances de
Schlumberger ; la conjoncture économique mondiale
future ; et les résultats futurs des opérations. Ces
déclarations sont sujettes à des risques et à des incertitudes y
compris, sans toutefois s’y limiter à la conjoncture
économique mondiale ; à des changements au niveau des
dépenses d’exploration et de production par les clients de
Schlumberger et à des changements en termes d’exploration et de
développement du pétrole et du gaz naturel ; à la conjoncture
économique, politique et commerciale générale dans des régions clés
du monde ; à l’érosion des prix ; à des
facteurs climatiques et saisonniers ; à des changements
opérationnels, retards ou annulations ; aux déclins de
production ; à des changements au niveau des
réglementations gouvernementales et des exigences réglementaires, y
compris celles qui sont liées à l’exploration de pétrole et de gaz
en mer, aux sources radioactives, aux explosifs, aux produits
chimiques, aux services de fracturation hydraulique et aux
initiatives liées au climat ; à l’incapacité de la
technologie à répondre aux nouveaux enjeux en matière
d’exploration ; au risque que la fusion envisagée avec
Cameron ne se concrétise pas, aux éventuels effets négatifs
découlant du déroulement de la fusion envisagée avec Cameron, à
l'incapacité après la clôture de la fusion avec Cameron d’intégrer
avec succès les entreprises fusionnées et de réaliser les synergies
escomptées, et à l'incapacité à conserver les employés clés ; aux
dépenses liées à la fusion ; ainsi qu'à d'autres risques et
incertitudes détaillés dans notre communiqué des résultats de cet
exercice complet et du quatrième trimestre 2015, ainsi que dans les
informations supplémentaires et dans nos formulaires 10-K, 10-Q et
8-K les plus récents, déposés auprès de la Commission des valeurs
mobilières des États-Unis ou fournis à cette dernière. En cas de
concrétisation d’un ou plusieurs de ces risques ou incertitudes (ou
si les conséquences d’un tel développement évoluaient), ou
d’inexactitude de nos hypothèses sous-jacentes, il est possible que
les résultats réels diffèrent sensiblement des résultats énoncés
dans nos déclarations prévisionnelles. Schlumberger rejette toute
intention ou obligation de publication de mise à jour ou de
révision de toute déclaration prévisionnelle, que ce soit du fait
de nouvelles informations, d’événements futurs ou pour toute autre
raison.
Ce texte est la traduction française du communiqué de presse
original officiel en langue anglaise, lequel seul fait foi.
Consultez la
version source sur businesswire.com : http://www.businesswire.com/news/home/20160202006331/fr/
Schlumberger LimitedSimon Farrant – Schlumberger Limited,
vice-président des relations avec les investisseursJoy V. Domingo –
Schlumberger Limited, directeur des relations avec les
investisseursBureau +1 (713) 375-3535investor-relations@slb.com
Schlumberger (NYSE:SLB)
Historical Stock Chart
From Mar 2024 to Apr 2024
Schlumberger (NYSE:SLB)
Historical Stock Chart
From Apr 2023 to Apr 2024